Скин — фактор 1) Кольматирование буровым раствором;

Скин — фактор

1) Кольматирование буровым раствором; 2) Осаждение солей из-за несовместимости пластовой и нагнетаемой воды. 3) Разрушение естественного цемента пласта и вынос его в призабойную зону. 4) Гидроразрыв пласта. 5) Проведение кислотных обработок Причины изменения фильтрационных свойств призабойной зоны:

Повреждения, вызванные закачкой бурового раствора Проникновение фильтрата бурового раствора в пласт • Проникновение фильтрата бурового раствора сокращает эффективную проницаемость в призабойной зоне. • Буровой фильтрат может вызвать разбухание глин, что приведет к повреждению.

Повреждения при закачке “ Зашламо ванная ” вода Несовместимая вода • Закачиваемая вода может быть «грязной» – мелкие частицы могут закупорить поровые каналы. • Закачиваемая вода может быть несовместимой с пластовой водой – может вызвать образование осадков и закупорить поровые каналы. • Закачиваемая вода может оказаться несовместимой с глинистыми минералами пласта ; вода может дестабилизировать некоторые глины, вызывая движение мелких частиц и закупоривая поровые каналы.

Повреждения в результате добычи p wf

p b • В нефтеносном пласте околоскважинное давление может быть ниже давления насыщения. При этом происходит выделение свободного газа, который снижает эффективную проницаемость по нефти в околоскважинной зоне. • В ретроградном газоконденсатном коллекторе околоскважинное давление может быть ниже точки росы. При этом образуется неподвижное конденсатное кольцо, что снижает эффективную проницаемость по газу в околоскважинной зоне.

Модель скин-эффекта hr c k з k плr з P’ заб P пл S > 0 S t = P skin. Kh 18, 4 q µ o B o C кин-фактор – безрамерная величина, связывающая изменение давления в прискважинной зоне, дебит и гидропроводность породы P заб S <

Хорнер выразил скин-фактор через дополнительное падение давления в результате повреждения : 50100150200 0, 1 1 10 1000 Расстояние от центра скважины , мд ав л е н и е , атм P skin. P’ заб P skin = 0. 87 m S t = (P’ заб – P заб ) где m – наклон полулогарифмической прямой Хорнера, S t – суммарный скин-эффект S t = P skin / 0. 87 m = (P’ заб – P заб ) / 0. 87 m Log (r)Профиль пластового давления

S t – суммарный скин-эффект — совокупность скин-эффектов, возникших по различным причинам: S t = S з + S pp + S turb + S o + S s + … S з – скин-эффект вследствие повреждения породы (+) S p – скин-эффект из-за перфорации (+) S pp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+) S turb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+) S o – скин-эффект вследствие наклона скважины (-) S s – скин-эффект, возникающий вследствие ГРП (-) Скин-эффект вследствие повреждения породы S з в лучшем случае может быть изменен до нуля (например — кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

Скин-фактор и свойства призабойной зоны с з з пл з r r k k sln 1 k пл – проницаемость коллектора k з – проницаемость измененной зоны r з – радиус измененной зоны r с – радиус скважины. Объем пласта h r с k з r з k пл. Призабойная зона Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рисунке. Скин-фактор может быть вычислен с помощью свойств призабойной зоны. Если k з k пл ( интенсификация ), скин-фактор является отрицательным. Если k з = k пл , скин-фактор равен 0.

Эффективный радиус скважины сэф r r sln s сэф err Если проницаемость в зоне изменения k з намного выше, чем проницаемость пласта k пл , то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r эф — эффективный радиус скважины. r эф может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора: hr с k з k плr эф

Минимальный скин-фактор (максимально отрицательный скин-фактор) достигается при условии r эф = R , где r эф — эффективный радиус скважины R — радиус зоны дренирования c r R sln min Пример : 8. 7 108. 0 250 lnln min cr R s

Геометрические скин-факторы Вследствие воздействия кумулятивной струи на породу, вокруг перфорационного канала образуется уплотненная зона уменьшенной проницаемости. S p – скин-фактор, учитывающий геометрию перфорации (+) Стремление жидкости к перфорациям. Уплотненная зона

Геометрические скин-факторы h h p. Частичное проникновение – скважина частично вскрывает продуктивный пласт или произведена перфорация только участка продуктивного слоя пласта, S pp – скин-фактор, учитывающий несовершенство вскрытия (+)

Геометрические скин-факторыsech h sss з Когда скважина входит под углом более, чем 90 о , в контакте с пластом находится больший участок поверхности скважины. S — скин-фактор вследствие наклона скважины (-)

Геометрические скин-факторы X f. В результате гидроразрыва пласта (ГРП) между скважиной и пластом создается зона высокой проводимости. S s – скин-эффект, возникающий вследствие стимуляции (-) полудлина трещины k пл P’ заб P пл P заб S <

Скин-фактор и порванные пласты 2 f эф. X r эфf r. X 2 r эф — эффективный радиус x f — полудлина трещины Площадь притока = 2 r эф h Площадь притока = 4 x f h

)( 41, 18 w d dd e скинначобщr r n hk Bq r r n kh Bq РРP ))( 1 ( 41, 18 w d dd e rr r n kh Bq ))()(( 41, 18 w d d r d e r r n k k r r n hk Bq ))()(( w d d r w d d e r r n k k r r n. А ))()1()(( w d d ee r r n k k r r n. А Введем обозначения S r r n k k w d d r)()1( — скин- фактор, то формула Дюпюи может быть записана в виде: )( )75, 0)((41, 18 wf w e PP S r r n. B kh q . Вычисление скин — фактора

Упражнение: расчет скин — фактора • В процессе глушения скважины, отфильтровавшаяся в призабойную зону жидкость, изменила начальную проницаемость со 100 м. Д до 60 м. Д в радиусе 0, 6 м. Радиус скважины – 0, 1 08 м. Вычислить скин – фактор. • Для очистки призабойной зоны применили кислотную обработку при этом проницаемость восстановилась до 80% от начальной. Вычислить скин – фактор.

Гидравлический разрыв • Гидравлический разрыв – это процесс использования гидравлического давления для создания искусственных трещин в пласте • Трещина увеличивается в длину , высоту и ширину путем закачки смеси флюида и проппанта под высоким давлением

Гидравлический разрыв Песок с проппантом Помпа Устье скважины НКТ проппант Флюид для ГРП Залежь. Флюид Смеситель Трещина

Причины проведения ГРП • Увеличение добычи • Запасы : – Ускорить извлечение – Новый пласт : Извлекать запасы, добыча которых ранее считалась невыгодной Увеличить жизненный цикл пласта • Увеличить приток в скважину – Обойти повреждения в призабойной зоне – Увеличить эффективный радиус скважины r эф = 0. 1 08 м ( или меньше ) При ГРП (S = -3) r эф = 2 м

Соединение линзообразных резервуаров. Причины проведения ГРП

Увеличение коэффициента охвата сеткой за счёт ГРП Причины проведения ГРП

Использование трещиноватых коллекторов Параллельные Трещины Ортогональные Трещины. Причины проведения ГРП

Соединение расслоенных формаций • Обеспечение соединения всех продуктивных пропластков Продуктивный Интервал, стимулированный кислотной обработкой Продуктивный Интервал, стимулированный ГРППричины проведения ГРП

Соотношение напряжения и глубины 80 x 10 6 0 20 x 10 6 40 x 10 6 60 x 10 6 Напряжение , П a Поверхность земли. Исходное верт. Напряж. Истинное верт. напряж. М ин. горизонт. напряж. Крит. глубина 977 м -3000 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 -2500 -2000 -1500 -1000 -500 0 Глубина , м Расстояние от поверхности земли, м

Скин – фактор после ГРП • Создается давление в пласте, вызывающее образование трещины • Проппант или кислота закачиваются в созданную трещину • Модель основывается на понятии о едином плоском разрыве • Безразмерная проводимость трещины F CD зависит от разницы проницаемостей проппанта и пласта. F CD это отношение способности трещины пропускать поток к возможности пласта этот поток поставлять в трещину , т. е. проводимости трещины к проводимости пласта. Неограниченная проводимость (F CD >10) Ограниченная проводимость (F CD <10)k f — проницаемость проппанта ( м. Д ) k — проницаемость пласта ( м. Д ) w — ширина трещины ( м ) x f — полудлина трещины ( м )f f xk wk

Расчет скин – фактора после ГРП по корреляционной зависимости для месторождений России • Время наступления псевдоустановившегося режима • Безразмерное время A= R 2 • Находим безразмерное давление P D (по корреляциям для месторождений России) • Находим скин — факторk AC tt пур 00864, 0 12. 0 2 12, 0 fпур. Dx xt A t f 75, 0)( w. D r R n. PS

Корреляционная зависимость для расчета скин – фактора после ГРП для месторождений России

Расчет скин-фактора h= 39, 36 ft 12, 0 meters k= 15 md td(prf ) = 2, 6 td for pseudo PRF : 1 < td >>>> td=5) ; (Fcd=10>>>>> td=3) ; (ect) Fcd= 6, 0756 = 0, 18 = 1, 4 cp C t = 2, 0 E-05 X f = 180 ft 54, 9 meters w f = 0, 394 inches 0, 0328 feet 10, 00 mm k f = 500000 md r e = 1500 ft 500 meters r w = 0, 353 ft 0, 108 meters t p. DA = 0, 12 t ps s (time to reach pss)= 45, 04 days 1081 hours t prf (time to reach prf)= 4, 52 days 108, 4 hours Pd t, daystd (from table 1) skin Rw’ 1, 00, 58130 5, 02, 90652 15, 08, 71955 30, 017, 439098 45, 026, 158647 45, 0426, 179952, 968 -4, 64 36,

Упражнение : расчет скин — фактора 1. Даны параметры ГРП : Проницаемость проппанта k f = 430 000 м. Д Проницаемость пласта k = 10 м. Д Эффективная толщина пласта h = 25 м. Полудлина трещины x f = 6 0 м Ширина трещины w f = 8 мм 2. Даны параметры скважины: Вязкость нефти µ = 1, 36 с. Пз Пористость = 0, 15 Радиус контура дренирования R = 500 м Радиус скважины r c = 0, 108 м 3. Вычислить безразмерную проводимость трещины, оценить является ли проводимость трещины ограниченной или неограниченной. 4. Вычислить скин – фактор. Данные по скважине 6186 Приобского месторождения, пласт А

Гидравлический разрыв В пластах с низкой проницаемостью, K 50 м. Д Требуются высокопроводимые короткие трещины – Более высокий показатель проводимости способствует росту добычи – Стимуляция призабойной зоны В пластах со средней проницаемостью, 5 < K < 50 м. Д – Требуется очень высокая проводимость трещины ГРП более 4 -5 тысяч м. Д · м

Увеличение добычи после ГРП для трещин различной длины 30%100% 90% 80% 70% 10% 20%40%50%60% 2 4 5 6 Xf R 3 Высокопроницаемые Пласты Низкопроницаемые Пласты 10 10 1010 8 6 4 2 С те п е н ь У в е л и ч ен и я Д о б ы ч и Теоретически Скин-фактор достигает — 8 Относительная проводимость

Упражнение (домашнее задание): расчет потенциального дебита По « своему » месторождению (либо одному из «своих» месторождений): 1. Рассчитать потенциальный дебит нефти ( Р заб = 50 атм. ), до проведения ГРП ( S = 0 ) , и после проведения ГРП ( S расчитанный по программе « skin_calc. xls » ). 2. Построить индикаторные кривые Дарси и Вогеля. 3. Рассчитать фактический J d по скважинам без ГРП, и после ГРП. Рассчитать потенциальный дебит при J d = 0. 6. Источник данных – тех. режимы. Формат выполнения задания – Excel.